Tysklands problem är på väg att bli också grannländernas problem. I takt med den allt större andelen vindkraft och solkraft skjuter balanserings- och systemkostnaderna i höjden och driftsäkerheten i elsystemet utmanas även i Danmark, visar en analys av den danske elanalytikern Paul-Frederik Bach.
Två incidenter, som i våras var nära att få Danmarks elsystem på fall, finns närmare beskrivna här. I det första fallet den 10 april drev ett oväntat produktionsöverskott upp nedregleringskostnaderna i Danmark till 26 kr/kWh, i det senare den 10 maj var problemet tvärtom ett oväntat produktionsunderskott, som kunde bemästras först efter aktivering av alla tillgängliga uppregleringsbud, 81 stycken, till priset 55 kr/kWh.
På dagen före-marknaden föranledde överskottet den 10 april under flera timmar minuspriser i bland annat Tyskland, Jylland (DK1) och Holland. Men uppenbart borde minuspriserna ha varit mycket mer dramatiska. I verkligheten producerade vinden nämligen 800 MW och solen 350 MW mer el i Danmark än dagen före-prognoserna och -priserna hade byggt på.
Den fråga Paul-Frederik Bach ställer är om elexporten från Tyskland denna dag gav upphov till en så tung transittrafik genom det danska elnätet att det begränsade Energinets möjligheter att hantera situationen i det egna landet. Hans aktuella analys ger stöd för detta. Under de timmar då solen låg högst på himlen uppstod ett enormt elöverskott i Tyskland, 23 500 MW, vilket trycktes ut ur landet som elexport.
Bachs illustration nedan visar profilen för elproduktionen i Tyskland den 10 april:
Som synes stod solelen under topptimmarna för ungefär 35 000 MW, medan vindkraften stod för ungefär 14 000 MW och övrig produktion för ungefär 20 000 MW. Anmärkningsvärt, konstaterar Bach, är att denna sistnämnda del av elproduktionen, den som brukar beskrivas som planerbar, inte drog ner sin produktion överhuvudtaget trots de negativa elpriserna.
Rimligtvis – Bach kommenterar inte saken – för att en sådan nedstängning av produktionen, framför allt kolkraftverk, skulle ha blivit en (ännu) sämre affär för producenterna.
Bach noterar att varken sol- eller vindelsproduktionen den 10 april var på sitt maximum. Under toppdagar har den tyska solelsproduktionen varit uppe i 40 000 MW och vindkraftsproduktionen i 50 000 MW. Överproduktionen skulle med andra ord ha kunnat vara ännu mycket större än den var, och alltså i så fall ha satt ett ännu mycket större tryck på grannländernas elsystem.
Vilka är kostnaderna för att balansera det tyska elsystemet och hålla det inom de ramar som ställs av driftsäkerhetskriterierna?
Paul-Frederik Bach redovisar de här siffrorna från tillsynsmyndigheten Bundesnetzagentur för perioden 2011-2021:
Balanseringen av det tyska elsystemet – föranledd främst av den ickeplanerbara elproduktionen – kostade 2021 alltså ungefär 2,1 miljarder euro, motsvarande 25 miljarder kronor, fördelat på posterna inmatningskostnader, omdirigering, mothandel och start av reservkraftsproduktion. Bach ser kostnaderna för balanseringen som ett mått på hur stressat ett elsystem är.
De starkt stigande kostnaderna från 2020 till 2021 beror till en del på ökade balanseringsvolymer men framför allt på högre elpriser. Sett till den totala elanvändningen i Tyskland 2021 svarade balanseringselen för omkring 6 procent.
”Det är svårt att säga när balanseringsandelen växer sig för stor, men när balanseringsresurserna är ansträngda som i Danmark den 10 april, kan det riskera försörjningstryggheten också i andra länder”, säger Paul-Frederik Bach.
Bach tillhandahåller också denna sammanställning från Bundesnetzagentur omfattande samtliga systemkostnader, inklusive balanseringskostnaderna. Årskostnaden var för dem 2021 sammantaget uppe i 3,4 miljarder euro, omkring 40 miljarder kronor, för de tolv kategorier som sammanställningen omfattar.
Som synes tillkommer här miljardkostnader för sådant som att hålla reservkraftverk i beredskap (oräknat vad det kostar att ha dem i drift), energiförluster och frekvensåterställningsreserver. Bach konstaterar att de tjänster som det här handlar om kommit att bli viktig business för många aktörer.
Bland övriga observationer Paul-Frederik Bach gör i den tyska statistiken är att landets elproduktion 2016 var baserad på fossila bränslen till 43,9 procent och år 2022 till 43,6 procent. Den tyska elproduktionen bidrog alltså inte till att minska växthusgasutsläppen under denna period, trots fortsatt snabb volymutbyggnad av vind- och solkraftsproduktionen.
Det som skedde under sexårsperioden var att årlig kärnkraftsproduktion på 50 TWh togs ur bruk (ned från 80,2 TWh 2016 till 32,8 TWh 2022). Om denna kärnkraft hade funnits kvar och ersatt den fossila elproduktionen, skulle de fossila elandelen 2022 ha varit tio procentenheter lägre, 33,7 procent i stället för de nämnda 43,6.
Som känt tog Tyskland de sista kärnreaktorerna definitivt ur drift den 15 april i år.
Om ännu mer sol- och vindel ska kunna tas in i elsystemet i Tyskland och dess grannländer, behövs enligt Paul-Fredrik Bach en avsevärd substantiell ökning av användarflexibiliteten.
***
Foto: Wikimedia Commons/Erich Jacobi, CC BY-SA 4.0
14 Kommentarer
Intressant att följa diskussionerna som ibland pekar på inbyggda system och tankefel.
Varken regeringar eller EU har makten att ingripa mot överproduktions fasonerna och kostnadsflytten för nerreglering i det här fallet, gick till stackars Danmark.
Påminner om dataintrång fast med högspännings överbelastning för att ekonomiskt slå ut elbolag som inte har skyddat sig mot oönskad import av Tysk överproduktion genom att bryta bort kraftledningen(arna).
På Danska sidan, hade man kunnat stega upp transformatorn som matar import/export ledningen så att importen upphört. (Det fanns överproduktion i Danmark också som kunnat användas.) Konsekvensen hade då hamnat på Tysk sida, överspänningsventilerna hade fått styra ner det i jord, frekvensen hade ökat och man hade blivit lite rikare på danska motsvarigheten till Svenska kraftnät.
Den fientliga exporten hade dött i sin linda, men pågick enligt illustrationen ganska länge. Varför Danskarna inte agerade med teknisk åtgärd, är svårt att förstå och då Tyska exporten inte mötte motstånd behövde den inte åtgärdas.
Vetenskap och analys kan vara partisk/opålitlig det antyder också illustrationen. (Tyckte tex. att planerbar skulle gått ner, som ansågs gå till export från Tyskland.)
Komplettera med det som fattas för att motverka framtida fientliga exportförsök. (Någon måste kunna stega transformatorer tex. även i Danmark.) Har gått till “black out” några gånger i halva Europa och kan ta dagar att få igång stora system igen.
Tjeckien hotade för något år sedan att koppla bort Tyskland helt, för där kör man kolkraft och säkerhetsventilen måste släppa ut ånga som man redan kostat på uppvärmning av. Okynne i elnätet måste straffas i realtid, gärna med enkla motdrag.
Det är sådana där kostnader, för att balansera elsystem och hålla reservkraftverk i beredskap, de inte räknar med, de som påstår att sol och vind producerar el så otroligt billigt, billigare än kärnkraft. Men det är kostnader som finns, och som ska belastas just sol och vind. De är också en viktig anledning till kostnaderna för el går upp när sol och vind byggs ut.
Dessutom är elproduktion från sol och vind bara förnybar och miljövänlig om man låtsas att solpaneler och vindkraftverk kommer på plats genom magi. Och senare, när det är dags för skrotning, försvinner genom magi.
Magi finns inte i verkligheten, och elproduktion med sol och vind är inte förnybar och inte miljövänlig.
Sol och vind är faktiskt klart sämre än kärnkraft på alla sätt. Utom när det gäller dödsfall per producerad kWh, för där ligger de ungefär lika. Annars är kärnkraften pålitligare, billigare och miljövänligare.
Artikelns analys är säkert helt korrekt. Men jag är ändå lite förvånad över att man överhuvudtaget inte alls nämner framtida reglermöjligheter med vätgas. Förvisso är vätgastekniken i dag väldigt dyr, men det är ju inte helt ovanligt för ny teknik. Jämför bara vad de första mobiltelefonerna kostade och vad de kostar i dag.
Och Tyskland, och för den delen även Danmark, verkar ju faktiskt satsa på just vätgas. Enligt https://www.cleanenergywire.org/news/germany-also-support-hydrogen-made-co2-capturing-under-upcoming-strategy-update-media så har Tyskland planer på att 2030 kunna använda 30 GW el från förnyelsebara energikällor till att producera vätgas.
Samtidigt sa förbundskanslern Olaf Scholtz så sent som för en vecka sedan att kärnkraften i Tyskland är ”Ein totes Pferd”. Tänk om det är Tyskland med sin ”Energiwende” som är på rätt spår!
Näringslivet i Sverige verkar i alla fall ha en mer positiv attityd till vätgas.
T ex satsar ABB (bland andra) i ett vindkraftverk utanför Söderhamn som är tänkt att kunna producera 240 ton vätgas per dag, motsvarande 1,8 milj fat olja per år. https://new.abb.com/news/sv/detail/102957/abb-samarbetar-med-lhyfe-och-skyborn-i-ett-av-europas-storsta-grona-vatgasprojekt
Och i dagarna berättade Ovako Steel i Hofors att de hade installerat en 20 MW elektrolysör som skulle producera 3880 kubikmeter vätgas per timma. https://news.cision.com/se/ovako-ab/r/pressinbjudan–statsministern-inviger-varldens-forsta-fossilfria-vatgasanlaggning-for-uppvarmning-av,c3825064
Dags nu att någon börjar berätta vad som konkret finns bakom klyschan med energilagring av vätgas.
För stora energivolymer antar jag att elproduktion med vätgas väl måste ske med gasturbiner. Hur ser teknikutvecklingen ut för detta? Är tidigare antydda materialproblem med hög förbränningstemperatur lösta? Hursomhelst krävs mycket stora (gigantiska?) investeringar i gasturbiner, där den mycket låga verkningsgraden i vätgascykeln: elektrolys, lagring, transport, förbränning o elproduktion, totalverkningsgrader på ca 30 %, eller ännu lägre, redan belastar vätgaskalkylen.
Men dagens energilagring, idag driftmässigt i huvudsak i vattenkraftmagasinen, måste förstås öka i omfattning och där kommer lagring av vätgas med direkt elproduktion säkert att bli en viktig del, om än en mycket dyr sådan, men vilka är alternativen när det gäller (mycket) stora energivolymer?
Just nu pågår remisstiden för SOU 2023:18 ”Värdet av vinden
Kompensation, incitament och planering för en hållbar fortsatt utbyggnad av vindkraften.”
Den verkar inte heller ha förstått de här problemen, söker man på ord som balanskraft eller balansering, så får man inga napp. Det verkar finnas ingen förståelse heller hos klimat- och miljöministern eller hos näringslivsministern för att de svenska planerna på storskalig utbyggnad av vindkraften kräver att man kompletterar med balanskraft. Men som artikeln ovan sätter tummen i ögat på, ibland räcker det inte bara med att man har balanskraft till hands.
Kan man inte flöjla vingarna på vindkraftverken? Varför har man inte gjort det? den utrustningen/reglermöjligheten finns ju.
Du har så rätt. Förståelsen för kraftsystemets behov av systemtjänster som t ex reaktiv kompensering verkar helt frånvarande i politikers, journalisters och debattörers sinnen. De faktum att nedstängningen av sex kärnkraftsaggregat minskade överföringsförmågan från Norrland till Mellansverige med effekt motsvarande två kärnaggregat (2000 MW) hör man aldrig talas om i debatter och i artiklar. Man är helt resistenta mot realiteterna i kraftsystemtekniken.
Själva ledningarnas överföringsförmågat borde vara ungefär densamma oberoende av vad som finns i slutändan förutsatt att man kan producera lika mycket reaktiv effekt. Och det borde inte vara något problem. Koppla in lämplig mängd kondensatorer. Eller om man absolut vill ha en roterande järnklump – anslut synkronkompensatorer.
Och den momentana extra effekt (”svängmassa”, ”rotationsenergi”) som kan behövas vid t ex snabbstopp av kärnkraft är möjligt att fixa med batterier.
Den där roterande ”järnklumpen” som aningslösa politiker tog bort, först en renodlad politisk åtgärd med 2 st i Barsebäck och sedan via ständigt ökad kärnkraftskatt mm 2 st i Oskarshamn och så grand MP-final med 2 st i Ringhals, alla dessa ”järnklumpar” hade egenskaperna att samtidigt med en egen drivkälla (vattenånga) producera primärenergi, momentan äkta rotationsenergi med ljushastigheten (i både turbin och generator) och nätoberoende reaktiv effekt.
Primärnergin blir i synkronkompensatorer ersatt med vissa energiförluster, rotationsenergin finns enbart i synkronmotorn och är som antytt ovan helt beroende av nätet liksom i synnerhet shuntkondensatorer är för deras produktion av reaktiv effekt.
Så ovanstående prestandaminskningar i systemtjänster uppstår när man tar bort ursprungliga ”järnklumpar” för att inte tala om den totala förlusten av den primära energiproduktionen.
Kanske nya vindkraftparker med en samlad maximal uteffekt på mer än 200 MW borde anslutas till nätet via en roterande omformare? För att förhindra missbruk av 200 MW-gränsen får inte parker etableras som är på mellan 100-200 MW.
Elsystemet ut från en jättepark som Markbygden Piteå borde arronderas till 10 omformare som ansluts till 300 MW produktion och matas in på nätet på olika ställen.
Det kanske inte är lönsamt bygga upp detta i efterhand, inte ens samhällsekonomiskt, men för nya tillstånd borde detta vara obligatoriskt.
Kostnaden ska betalas av kraftverksbyggaren som en del av produktionskostnaden för vindkraft. Tiden man kunde åka snålskjuts på kärnkraften är definitivt förbi, jämför översta grafen här. I Tyskland måste man hålla igång fossilkraft för att hålla upp nätet. Hade fossilkrafen stängts av hade rotationsenergin i stort sett försvunnit ur nätet, som jag tolkar figuren.
I Tyskland är det säkert som du säger, stora tunga fossileldade aggregat (turbin + generator) upprätthåller också den helt nödvändiga rotationsenergin. Och förstås inte bara där, eftersom jordens elproduktion fortfarande huvudsakligen är fossilbaserad (61.8 % 2021).
Det finns mycket relevans i din tanke med ”omformare” eller synkronkompensatorer, dvs nätanslutna synkronmaskiner i motordrift för vindkraftparker.
Detta för att tvinga vindkraften att bidra med den helt nödvändiga systemtjänsten rotationsenergi. Där åker man idag snålskjuts med sitt bidrag 0 (noll). Dessutom är det si och så med dess bidrag i en annan systemtjänst, spänningsreglering.
Ett relativt nytt problem med vindkraften för elkraftsystemet är att vindkraftens kraftelektronik kan skapa lågfrekventa svängningar (oscillationer) i det anslutna elnätet, vilket där kan orsaka störningar.
Synkronkompensatorer har globalt fått en renässans för att lösa ovannämnda problem, eftersom dessa roterande maskiner bidrar med rotationenergi (svängmassa), har spänningsreglering och i vilka man nu även börjat installera regulatorer för dämpning av oscillationer.
I Spanien lär det numera vara obligatoriskt med verktyg som synkronkompensatorer i vindkraftparker för deras nätanslutning.
Dags för något liknande i Sverige? Och/eller alternativt vindkraftverkens köp av systemtjänster av andra, där så är möjligt.
Detta påpekade jag redan för flera år sedan.
När den intermittenta produktionen blir för hög, när ingen behöver elen, kommer de verkliga problemen.
Ökning av ”användarflexibiliteten”, smaka på det ordet!
Undras från användarhåll i landet som en gång hade världens tryggaste och bästa elförsörjning.
Men det var innan 7-klöverpartierna tog över styrningen.
Jaa redan då Danmark började med dessa ”dumheter” så har det börjat rasa…. och hur Sverige ens kunde skicka en enda kWh till Danmark gör mig matt.
Och snart kan en grundskoleelev förstå att globalisterna har har övertygat svenska politiker till att montera ner vår elförsörjning…..
Och ingen av våra politiker sätter stopp…. bara trallar på…. och säljer våra kraftverk till andra länder….
Varje systemoperatör (SO) ansvarar för driftsäkerhet i sitt nät så också ´den danska. Det gäller oavsett vad andra gör.